28 enero 2009

Producción Costa Afuera
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Existen varios conceptos a la hora de definir el proceso de Producción de hidrocarburos tanto superficie terrestre como en costa afuera, entre los cuales se puede destacar:
· Según PDVSA de manera muy general define la producción como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.
· Según la (EIA) Administración de Información Energética de los EEUU, las operaciones productivas costa afuera comienzan luego de que toda la construcción incluyendo plataforma y pozo están listos. La producción dependerá del tamaño del yacimiento, la profundidad del agua y la estrategia de extracción de los fluidos.

También existen ciertos lineamientos importantes que deben cumplirse en todo proceso de producción, tales como:
· Gerencia de yacimientos
· Extracción de fluidos
· Manejo y disposición
· Almacenamiento y Transporte

En lo que respecta a Gerencia de yacimientos es el plan de extracción o producción al que se someterá al yacimiento gracias a un conjunto de información recolectada desde que se descubrió hasta ese momento. La Gerencia de yacimientos nunca deja de participar en la vida productiva del pozo cubriendo con las siguientes tareas:
· Conocer características y propiedades muy importantes del yacimiento como profundidades, espesores, porosidad, permeabilidad y las direcciones preferenciales de flujo de los fluidos en el yacimiento
· Monitorear continuamente el comportamiento de los pozos en comparación al yacimiento lo que permite verificar los limites establecidos y la caracterización del mismo
· Calcular predicciones debido a la información recolectada para estimar el potencial inicial de producción que puede tener el yacimiento así como su comportamiento futuro

La etapa productiva perteneciente a la extracción de fluidos reúne el conjunto de actividades que se llevan a cabo para extraer de manera eficiente, rentable y segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos.

Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento. Existen diferentes métodos de flujo natural, que se les conoce también como mecanismo de recuperación primarios, entre los cuales destacan:
· Empuje por gas disuelto: la fuerza la provee el gas disuelto en el petróleo, el gas tiende a expandirse y a escaparse por la disminución de presión. La recuperación final es de alrededor 20%
· Empuje de una capa de gas: cuando el gas esta por encima del petróleo y debajo del techo de la trampa este realiza un empuje sobre el petróleo. La recuperación varia entre el (40-50) %
· Empuje hidrostático: es la fuerza mas eficiente para provocar la expulsión del petróleo de manera natural, en este caso el agua se encuentra por debajo del petróleo, la recuperación es alrededor del 60%

También existen mecanismos que al aplicárselos al yacimiento estos pueden producir por flujo natural como son inyección de gas, inyección de agua siendo los mecanismos de producción secundarios. Los terciarios vienen siendo inyección de vapor, polímeros, etc.

Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento, este mecanismo no se mantiene hasta agotarse las reservas de hidrocarburos en el yacimiento, sino que llega un momento en que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer que el yacimiento suba los fluidos hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo para llevarlos hasta el cabezal de pozo y en este caso a la plataforma o al respectivo equipo usado para la producción costa afuera.

Aquí se presentan los métodos artificiales de producción, los cuales buscan recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, en ciertos casos desde el comienzo de la extracción de fluidos se aplican métodos artificiales de producción. Los más comunes son:

  • Bombeo Mecánico (Balancín): Se usa mas que todo en aguas poco profundas y suele verse en el Lago de Maracaibo
  • BCP (Bomba de cavidad progresiva): el fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo (rotor) de geometría helicoidal dentro de un alojamiento semiplástico de igual geometría (estator). El resultado es el desplazamiento positivo de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se desplazaron llenando las cavidades existentes entre el rotor y el estator. Es un método artificial con muchas ventajas debido a que ocupa muy poco espacio en las plataformas y es muy usado en Venezuela específicamente en el Lago de Maracaibo
  • Bombeo eléctrico sumergible: los fluidos se producen por impulsores instalados en el suelo, giran a gran velocidad y son alimentados desde la superficie por un cable eléctrico. Este sistema funciona particularmente para bombear altos volúmenes de crudos. En la producción costa afuera es muy útil debido a que puede ser utilizado en aguas poco profundas hasta ultra profundas ya que puede estar sumergido en el fondo del mar y bombear desde allí y no desde la plataforma, facilitando aun más el trabajo. Este método es parte de la apuesta de PETROBRAS para su futuro desarrollo en producción costa afuera en aguas ultra profundas, según Ricardo Savini (Gerente de Desarrollo de Negocios) de la reconocida empresa, lo dio a conocer en una conferencia hecha el año pasado (2006).
  • Gas-lift controlado por satélite: este mecanismo de levantamiento artificial pudo ser adaptado a la producción en aguas profundas gracias al avance tecnológico que esta aplicando el hombre para la producción de hidrocarburos costa afuera y específicamente para aguas ultra profundas que es el mayor reto del negocio. Este método también es una apuesta para el desarrollo de la producción costa afuera en Brasil según el Gerente de Desarrollo de Negocios mencionado anteriormente.

    La necesidad de producción de hidrocarburos es tan grande que el hombre se ve en la necesidad de ir desarrollando nuevas tecnologías que le permitan extraer hidrocarburos de sitios muy particulares, especialmente en costa afuera donde la profundidad del agua puede ser mayor a los 10.000 pies (3048 metros).

    Por ejemplo, Schlumberger ha diseñado una serie de equipos que incluyen válvulas, líneas de flujo, preventor de reventones, etc. Todos estos avances permiten que la producción costa afuera no sea tan difícil y cada vez se requieran menos esfuerzos.

    Es importante recalcar el hecho de que se pueden producir varios pozos en el fondo marino con los mecanismos de producción submarinos (SubSea wells) que permiten trabajar en aguas ultra profundas con varios pozos de un yacimiento e incluso estando bastante alejado horizontalmente de la plataforma mas cercana, transportando el crudo luego a la plataforma mediante líneas de flujo y tuberías de transporte. Estos mecanismos de producción submarinos representan una gran ventaja porque incluso pueden hacer procesos de separación y reinyección de agua para los procesos de recuperación, además de bombeo para el levantamiento artificial y el hecho de que esta conectado a la plataforma. El record de un pozo submarino mas alejado de su plataforma esta en el Golfo de México, Campo Mensa, donde la completación submarina se encuentra a 109 km. alejado horizontalmente de su plataforma.

    Estación de flujo

    Una vez que el fluido llega al cabezal de pozo es distribuido a la Estación de flujo, donde se dará el proceso de Manejo y disposición del crudo, se busca separar los fluidos extraídos de los yacimientos en la plataforma y tratar el crudo hasta cumplir con los requisitos y regulaciones impuestas por el cliente en el negocio o comercio de hidrocarburos.

    En la estación de flujo presente en la plataforma juegan un papel importante ciertos equipos que ayudaran a que el proceso separación, almacenamiento y distribución se de de la mejor manera posible.

    En la figura 1, se puede notar que el fluido pasa primeramente por un separador trifásico (tanque verde) el cual separa el fluido en gas, petróleo y agua, el gas pasa a ser almacenado para poder ser inyectado al yacimiento como método de recuperación, o pasa a la planta de compresión donde luego será tratado para múltiples usos. Muchas veces en vez de un separador trifásico, se trabaja con separadores de gas, saliendo gas y agua y petróleo juntos, el agua y petróleo van a un tanque de lavado donde se les remueve la mayor cantidad de agua posible. Al final los propósitos son iguales, con el petróleo se busca tratarlo hasta cumplir con las regulaciones impuestas con el cliente, y el agua ligeramente tratada puede ser uso para inyección de agua al yacimiento como método de recuperación secundario.


Figura 1: Modelo a escala de un sistema de producción costa afuera[1]


Referencias

[1] Fairuzov, Y(2007)”Estudio del amotiguamiento del transitorio hidráulico por flujo bache en separadores de bacterias de producción costa afuera” [Documento en línea] http://eventos.iingen.unam.mx/Informe2003_2007/Archivos/graficas0004/0004_1_6_%20(13).pdf [Consulta: 2007, julio 9]

- PDVSA. (2007) “Etapa de producción” [Documento en línea] Disponible en http://www.pdvsa.com [Consulta: 2007, julio 10]

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Perforación Costa Afuera
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Los hidrocarburos fósiles son la fuente de energía más usada por los hombres, pero su producción no es ilimitada, con el transcurrir de los años algunos pozos disminuyen su producción, las tecnologías que se poseen no son adecuadas para producirlos y simplemente el crudo remanente de los pozos no se puede extraer. Simultáneamente la población mundial aumenta y la demanda de energía lo hace también llegándose al punto en que difícilmente se puede cubrir. Esto produjo que el hombre tuviera que desarrollar y adaptar las tecnologías necesarias para explorar, perforar y producir en lugares que anteriormente era descabellado pensar que se podían encontrar hidrocarburos, originándose así la explotación costa afuera.

Para realizar las actividades de exploración costa afuera se emplean buques que poseen todos los equipos necesarios para tomar las muestras que van a ser estudiadas por los geólogos y geofísicos e incluso se pueden perforar pozos exploratorios que suministren datos adicionales.

Cuando los estudios indican que es positiva la presencia de hidrocarburos, se procede a posicionar la estructura necesaria para la perforación de los pozos que van a permitir la exploración del yacimiento. Dependiendo de la profundidad del agua, se construyen plataformas fijas al fondo marino o se emplean plataformas flotantes. Previo a la perforación del pozo es necesario hincar una tubería que va desde la plataforma hasta el fondo marino para impedir que el agua inunde el hoyo. Es muy común la perforación de pozos multilaterales, porque la perforación de varios pozos es más costosa y complicada en aguas afuera.

Perforación Costa Afuera

En 1897, en las costas de California (EEUU) fue cuando por primera vez se perforó en costa afuera. Para esa época, las técnicas aplicadas no eran tan sofisticadas como las actuales y no se realizaban una serie de consideraciones antes de perforar, tales como: la profundidad del agua, el clima, las corrientes marinas, el costo, la confiabilidad de los equipos, etc.

Sin embargo, a medida que se perfeccionó la tecnología de las operaciones marinas para acceder a lugares más profundos y desafiantes, la perforación costa afuera evolucionó en dos direcciones principales: pozos perforados en zonas donde las columnas de agua aumentaban cada año y la completación submarina de pozos.

En términos generales se tiene que la perforación de un pozo petrolero empieza cuando se hinca un conductor, que no es más que una tubería que evita que el agua se filtre al interior del pozo, luego la mecha es bajada hasta el fondo marino. La mecha puede ser de varios materiales, principalmente acero o tungsteno con pequeños diamantes industriales. La mecha es conectada a una tubería de perforación que se hace rotar desde la plataforma, y sus dimensiones dependerán de las características del hoyo que se desea perforar. La perforación del hoyo puede durar semanas y hasta meses.

Al igual que en una perforación continental, a medida que se hace rotar la mecha es necesario hacer circular un fluido de perforación que sale por unos inyectores que posee la mecha, usualmente estos fluidos son diseñados de acuerdo a las características de la formación pero existen tres grupos, los base agua, los base aceite y los de base sintética. Además de estabilizar el hoyo y reducir la fricción, el fluido de perforación se encarga de transportar los ripios desde el hoyo hasta la plataforma donde luego de ser tratado es recirculado.
En una plataforma, se puede usar la perforación direccional para así perforar varios pozos en diferentes direcciones Los ripios y el agua que se produce tienen que ser dispuestas de manera que produzcan un mínimo impacto en el ambiente.

Completación de Pozos

En la completación submarina los cabezales de los pozos que se encuentran sobre el lecho del mar se conectan con las líneas de flujo que transportan el petróleo y gas hacia la superficie Los primeros pozos se completaban desde taladros de perforación con ayuda de buzos que dirigían el movimiento de los equipos y operaban las válvulas. Actualmente, y debido a las grandes profundidades alcanzadas, se cuenta con vehículos operados con control remoto que ayudan con este trabajo
En la figura 1 se muestra el proceso de completación de pozos utilizando un árbol de producción horizontal. En general este proceso se puede resumir de la siguiente manera:

  • Suspensión del pozo: Se inyecta fluidos y se coloca tapones para suspender el flujo del pozo, luego se recupera la sarta de perforación.
  • Se instala el árbol de producción horizontal, las válvulas de perforación, la columna de completación y se recupera los tapones.
  • Completación: Se acondiciona el pozo, se cambia el fluido en el pozo por el de completación., se crea condición de presión inversa en el pozo. Posteriormente se cañonea, y se recupera la columna de completación.
  • Se instala un sombrero de residuos, que posee patas telescópicas.
  • Se suspende el pozo
  • Conexión a la línea de producción

Figura 1: Proceso de completación submarina de pozos[1]


Referencias

[1] Schlumberger (2007) “Soluciones submarinas” [Documento en línea]. Disponible: http://www.slb.com/media/services/resources/ oilfieldreview /spanish00/win00/p2_19.pdf [Consulta: 2007, julio 9]

Centro de Formación y Adiestramiento de Petróleos de Venezuela y sus Filiales “La Industria Venezolana de los Hidrocarburos: Vol 2” Editorial CEPET Caracas, Venezuela.1989 pps. 291-299

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24 enero 2009

Clasificación de pozos
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Pozo Vertical

Primera opción a la hora de definir un pozo considerando sus bajos costos comparativos y la madurez de la tecnología.
Muy fácil de perforar, completar y reparar.
En caso que fluidos indeseables entren al pozo, es muy fácil diagnosticar mediante registros eléctricos.
Ideal para fracturamiento Hidráulico.
Alto porcentaje de éxito en las cementaciones primarias (en caso de mala cementación se garantiza la reparación). Los registros de evaluación de la cementación tienen muy buen desempeño.
Yacimientos de buen espesor
Yacimientos de alta anisotropía de permeabilidad

Pozo Inclinado (Tipo “J” o Tipo “S”)

Desarrollados para sobrepasar las limitaciones en superficies, conservando las ventajas del pozo vertical para una geometría tipo "S" y mejorando su performance de producción (I.P.) con la geometría tipo "J" debido a un pseudo skin negativo consecuencia de un espesor completado mayor que la arena neta petrolífera.
En comparación con un pozo vertical, los costos y los tiempos incrementan considerablemente y los éxitos de las cementaciones son amenazados por la tendencia del revestidor a recostarse contra el hoyo, impidiendo una buena centralización (vital para el éxito de las cementaciones).
Los registros de cementación ofrecen buena confiabilidad. La reparación de cementaciones en general ofrecen muy buenas expectativas.
Desde el punto de vista de yacimientos, su aplicabilidad es similar a la de un pozo vertical (buen espesor, drena toda la columna, alta anisotropía de permeabilidad).

Pozo Horizontal

Desarrollado para drenar yacimientos de poco espesor con la finalidad de incrementar el área de contacto entre el sistema pozo-yacimiento. La respuesta de producción es directamente proporcional a la relación Kv/Kh.
Es necesaria una excelente caracterización para asegurar la navegación dentro de la arena objetivo. No permite (salvo hoyos pilotos) investigar toda la columna así como tampoco completar prospectos por debajo de la sección horizontal.
La cementación es todo un reto. La falta de una efectiva centralización pone en riesgo la cementación primaria.
La confiabilidad de los registros de cementación es baja. Requiere utilizar artificios para poder registrar la sección horizontal, tales como: "Tractor", "Coiled Tubing" y "Tool Pusher". No se puede registrar el “OverLap”
En caso que se detecte que la cementación es defectuosa, la reparación de la misma es poco menos que imposible.
Si fluidos indeseables entran al pozo, el solo diagnóstico hace casi inviable el proyecto sumado a las ínfimas opciones de reparación y/o aislamiento de las zonas ofensoras

Pozo Multilateral

Similar a los pozos horizontales, con mayor expectativas de producción debido a la completación de uno o más yacimientos con dos o más laterales. Desarrollado para el drenaje conjunto de varios yacimientos.
Los costos y tiempos de perforación, así como de completación incrementa en la medida que vamos desde un nivel I (hoyos desnudos) hasta un nivel VI (integridad mecánica e hidráulica).
Los riesgos y problemas operacionales incrementan tanto por la naturaleza de las operaciones como por el componente adicional, las juntas multilaterales, las cuales ofrecen el punto más débil del sistema multilateral.
Además de las limitaciones de reparación mencionadas para un pozo horizontal, el acceso a ambos laterales es prácticamente imposible.
Algunas de las reparaciones exitosas de multilaterales han consistido en aislar el lateral, convirtiendo el pozo en un horizontal común y corriente.

Usualmente los modelos predicen mayores tasas de producción y como consecuencia mayor acumulado, en la medida que los pozos incrementan su complejidad.
En la práctica, las expectativas de producción no se cumplen por diferentes razones:
Alta producción de fluidos indeseables (agua y/o gas)
Producción de finos y/o arena (arenamientos)
Rápida declinación de producción
Interferencia entre los laterales (multilateral)

Pozo Horizontal Longitud 3000 ft
Pozo Multilateral con dos brazos, longitud de 3000 ft c/u
Pozo Vertical cañoneado 152 pies,
Predicción a 10 años





Side Track en Pozos Someros


Lateral nuevo partiendo de un pozo viejo
Revestidores fatigado expuestos a impactos durante la reentrada.
Liner de producción limitado a la geometría existente
Requiere habilitar el pozo para la re-entrada.
Sacrificio de la energía del yacimiento. Colgador liner aproximadamente 600 ft por encima del intervalo completado (260 Lpc para crudos 10°API)
Construcción agresiva 10-15° / 100 ft, que se traduce en fatiga y deformación del liner o rejilla.
No existe importante disminución de costos comparado con un pozo nuevo.

Multilaterales Cabrutica


Pozo vertical, descartado (arenas de poco espesor)
Inicia perforación de pozos horizontales (95): alta tasa de declinación, poca entrega del yacimiento
Perforación de multilaterales: horizontales cortos con espinas de pescado para conectar pequeños lentes

Reparación de Pozos Horizontales
Arenamiento

Sacar completación, limpiar pozo, correr Re-Liner, bajar completación (pérdida de circulación / bajada Re-Liner)
Alta producción de agua y/o gas
Diagnóstico
Usar Coiled Tubing Enhebrado para:
Correr registro PLT, induciendo simultáneamente con N2.
Correr registro “Spectral Flow Log” o “Water Flow Log” con Coiled induciendo simultáneamente con N2.
Tratamiento
Perforar aislamientos
Colocar tapón de arena con Coiled Tubing
Bombear tratamiento (geles, cementos especiales)
Probar aislamientos
Remover tapón de arena
Reparación de pozos multilaterales

Reparación de Pozos Multilaterales
Diagnóstico
Sólo se puede perfilar el lateral principal. El acceso al segundo lateral es muy poco probable
Para perfilar el lateral principal, se requiere aislar el lateral secundario
Principal problema asociado a la junta multilateral
Diagnóstico mediante análisis del comportamiento de producción
Tratamiento (asumiendo arenamiento)
Recuperar completación
Limpiar hasta colgador. Rectificar / Pulir el receptáculo
Bajar “Tie-Back” y aislar lateral
Limpiar lateral principal
Bajar completación



Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por Molina O.

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23 enero 2009

Determinación del factor de fricción de la sección horizontal en pozos perforados en el campo Cerro Negro, Distrito Morichal
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El Distrito Morichal es básicamente un área de extracción de crudo extrapesado, yacimientos someros y arenas poco consolidadas, estas características hacen que la perforación de pozos horizontales de largo alcance incluyendo pozos del tipo 3D sea un reto, el departamento de perforación ha afrontado muchos problemas operacionales durante la perforación de la sección horizontal debido al rápido incremento de torque y arrastre, especialmente en los últimos 1000’ perforados de sección horizontal.
Revisar el factor de fricción utilizado para simular parámetros operacionales puede ser un medio para cualificar la calidad del hoyo, adicionalmente la calibración de este parámetro puede ayudar a prevenir potenciales problemas operacionales.
Para incrementar el valor económico de este trabajo en términos de reducción de problemas operacionales causados por exceso de torque, varias alternativas para reducir fricción fueron evaluadas y/o simuladas.


Objetivos
El objetivo principal de este trabajo es calibrar los factores de fricción utilizados para realizar simulaciones y llevar control de parámetros operacionales durante la perforación de secciones horizontales.
La investigación incluye:
• Recolección de data (parámetros operacionales) post-morten y en tiempo real.
• Realizar pruebas pickup–slackoff-rotating test.
• Realizar simulaciones haciendo sensibilidades variando el factor de fricción.
• Evaluar y proponer el uso de tecnología para disminuir fricción durante la perforación de la sección horizontal.

Análisis y resultados
Alternativas para reducir friccion al perforar la sección horizontal . Uso de rss powerdrive xceed pozo cib-293 (prueba de campo)

Posibles Causas de la Falla
•Configuración de los chorros de la mecha
•Selección del pozo en terminos de trayectoria del hoyo

Oportunidades de Mejora
•Programar la herramienta al 100% de Agresividad al inicio de la perforacion
•Evitar el uso de chorros que impacten direcctamente al lateral del hoyo
•Programar la herramienta (PowerDrive Xceed 675) para un rango de flujo entre 360 – 570 GPM


Conclusiones
•El análisis de torque combinado con las pruebas pickup–slackoff-rotating test fue una manera efectiva para investigar las fuerzas fricciónales que actúan a lo largo de la sección horizontal.
•Como resultado de este estudio, nuevos factores de fricción fueron establecidos para simular parámetros operacionales cuando se perfora la formación Morichal utilizando PDM (Positive Displacement Motor), Los valores propuestos son: 0.17 para la sección de casing y 0.37 para la sección de hoyo abierto.
•Con la adición del lubricante químico al fluido de perforación fueron reducidas las fuerzas fricciónales, en el pozo CIB-297 se evidencio una reducción en 17% del torque registrado en superficie.
La aplicación de reductores de fricción del tipo mecánico pudiera reducir el torque registrado en superficie en un 14%.


Recomendaciones
•Esta metodología puede ser utilizada para calibrar el factor de fricción de cualquier área operacional.
•Cualquier comportamiento anormal puede ser determinado en una etapa temprana con la comparación de la data real de campo y los parámetros esperados según simulación.
•Se recomienda realizar una prueba de retorno de permeabilidad para garantizar que el lubricante químico, el cual efectivamente ayuda a reducir fricción, no cause daño severo a la formación.
•Se debe dar una segunda oportunidad de prueba a la tecnología RSS para perforar secciones horizontales. Sería interesante probar en campo el efecto de los reductores mecánicos de fricción para comparar el resultado con aquellos arrojados por el uso del lubricante químico.



Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por el Ing. Lozada Evi, Marcano A. Distrito Morichal

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18 enero 2009

Conexión de tuberías de pozos petroleros
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Las uniones de tubería son una parte fundamental de la sarta. Tan importante como la selección del acero de cuerpo del tubo, es la correcta selección del tipo de unión a colocar. La unión no debe ser la parte más débil de la columna. Existe en el mercado una amplia variedad de uniones para tubos que, pueden seleccionarse en función de las características del pozo o de las condiciones de servicio a que estará sometida. Luego de analizado el estado de cargas a que estará sometida la tubería durante la vida útil del pozo, y teniendo en cuenta las características del mismo, se selecciona la conexión que se adapta al caso analizado.

Las uniones de Tubing para pozos petroleros deben estar diseñadas de manera de no ser la parte más débil de la columna. Haciendo una clasificación muy amplia, podemos dividir a las uniones en API y no API (o propietarias).

  • Las uniones API involucran las uniones API 8 Rd, Buttress y Extreme Line para Casing, la API 8 Rd para Tubing con recalque, la API 10 Rd para tubing sin recalque y la unión integral para pequeños diámetros.
  • Las uniones no API o propietarias se podrían clasificar en uniones con cupla, uniones con recalque (upset) y uniones integrales sin recalque. Generalmente tienen como característica poseer algún sello adicional, que garantiza la estanqueidad. El sello puede ser metal-metal o mediante anillo de sello.

La estanqueidad de una conexión es una función de las características sellantes de la grasa y de su propia resistencia a la pérdida. La unión API 8 Rd para el caso de Tubing tiene un buen diseño de estanqueidad. Para la aplicación en pozos direccionales y/o horizontales, las uniones propietarias presentan en general mejor comportamiento y resistencia a los esfuerzos que las uniones API 8 Rd y Buttress.

Existen diferentes tipos de conexiones, los cuales se pueden clasificar en:

Uniones con sello Metal – Metal

  • Premium

Combinan la excelente resistencia a la tracción de las roscas Buttress con uno ó mas sellos metal-metal para incrementar su resistencia a la pérdida de fluido. Con excepción de la unión extreme line, las conexiones Premium son propietarias. Una de las mejoras introducidas ha sido la modificación de los huelgos entre filetes de manera de tener una mejor distribución de las tensiones originadas por la compresión de la grasa durante el enrosque, y de facilitar la operación de enrosque evitando en granaduras.

Dentro de las uniones con sello metal-metal, una de las más utilizadas es la unión con cupla sin recalque, con rosca Buttress modificada. Esta conexión se utiliza para Casing y Tubing. Posee un sello metal-metal y hombro de torque. El hombro de torque tiene ángulo invertido, de manera de asegurar la estanqueidad. Por tener rosca cónica desvanecida, la resistencia de la unión a la tracción es igual o mayor que la del tubo. El perfil interior es continuo, esto evita el fenómeno de turbulencia- erosión- corrosión en el área.



  • Con sello metal-metal

Son las cilíndricas con recalque para Tubing exclusivamente. Tiene 2 sellos metal-metal, uno externo con ángulo invertido y otro interno del tipo cónico. La rosca es cilíndrica de 2 etapas y el filete es del tipo Buttress modificado. Por tener recalque interno-externo (unión integral) tiene la ventaja de que para el mismo diámetro de tubo, el diámetro externo de la conexión es menor que en una conexión API con cupla. Además no presenta cambios bruscos en la sección, facilitando la instalación en tramos curvos y horizontales. Debido al recalque, el hombro de torque presenta un área lo suficiente importante como para tener resistencia al sobretorque.

Estas conexiones son ideales para ser utilizadas en pozos desviados y horizontales debido a su alta resistencia a la tracción y compresión, y a su excelente estanqueidad bajo solicitaciones adicionales de flexión.


Uniones integrales sin recalque

Otro tipo de conexiones en pozos horizontales (o de huelgo reducido) son las uniones Tipo FLUSH - JOINT. Esta no tiene recalque ni cupla y la rosca es maquinada directamente en el tubo. Para pequeños espesores, previamente se hace un ensanchado de un extremo mientras que para espesores mayores esto no hace falta.
Este tipo de diseño maximiza la eficiencia geométrica de la conexión, pero lo hace a expensas de resignar resistencia mecánica.

Por lo general, se utilizan cuando se requiere una cañería adicional debido a zonas de presiones anormales, zonas de pérdidas formaciones frágiles. También se utiliza en los casos donde la producción está limitada por el diámetro interno de la tubería.


Hipótesis de Carga para las uniones

La elección de una conexión apropiada es uno de los ítems cruciales dentro del diseño de pozo, por lo que su elección debe hacerse tomando en cuenta que la unión va a soportar las mismas cargas que el tubo. Debido a esto es importante asegurar que la unión roscada no va a ser la parte más débil de la columna, o si lo es frente a algún tipo de solicitación, los factores de diseño calculados para tales esfuerzos se deberán verificar de manera tal de no poner en riesgo la integridad del pozo.

Ahora bien, aún conociendo la implicancia de una correcta selección de las conexiones, la experiencia indica que la gran mayoría de fallas (estructurales o funcionales) se producen en las conexiones. En relación al tópico "uniones", los métodos utilizados en la evaluación de Tensiones, no escapan a las técnicas convencionales utilizadas para diseño de tubulares, es decir el monitoreo de los factores de Diseño para cargas en la conexión (tales como presión interna, colapso, compresión, tracción, etc.), a los que se le pueden agregar esfuerzos "misceláneos" tales como torsión o cargas alternativas producto de operaciones que se puedan llegar a hacer con la tubería. La diferencia fundamental frente al cuerpo del tubo radica en tres puntos importantes:

1. La conexión debe soportar una carga adicional a aquellas impuestas durante el servicio, y es la carga debida al enrosque o make up.

2. Por lo general la secuencia de cargas puede influir en el desempeño de la conexión, para una conexión API no es lo mismo si se la tracciona y luego se la presuriza, que el caso inverso de presión interna seguida de tracción. De todos modos valores tales como presión de trabajo diferencial, temperatura, tipo de fluido, velocidad ascensional, etc. van a intervenir en el criterio de selección.

3. El desempeño de la gran mayoría de las conexiones del mercado va a ser muy dependiente de:
a)Práctica adecuada de torqueado en campo
b) Sellabilidad de la grasa en el tiempo

Si bien todas las cargas deben ser evaluadas, por lo general la selección de las uniones está gobernada por los valores de presión interna a contener, por la temperatura (o régimen térmico) del fluido a conducir, y por las cargas axiales.

Factores de Diseño y Factores de Seguridad

Es evidente que, en diseño de tubulares, las cargas actuantes no pueden ser conocidas con exactitud, así como también las prestaciones de los tubulares corresponden a sus valores nominales en geometría y propiedades mecánicas, debido a esto, todos los tipos de cargas anteriormente mencionados se evalúan con cinco parámetros que nos van a indicar si la tubería es adecuada o no para las condiciones supuestas. Esos parámetros son:

1. Estallido del cuerpo del tubo o conexión
2. Colapso del cuerpo del tubo
3. Tensión del cuerpo del tubo o conexión
4. Compresión del cuerpo del tubo o conexión
5. Tensión equivalente de Von Mises

Referencias: www.oilproduction.net/00completion.htm

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Estudio de geometria de una trampa y cálculo de volumen de roca para método volumetrico
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1.- Estudio estructural de la geometría de la trampa
Conociendo ya las ecuaciones que manejan el cálculo volumetrico de hidrocarburos, se debe hacer un esfuerzo en la comprensión del sistema geológico que contiene el hidrocarburo, ya que el volumen de roca será nuestra principal variable para la aplicación del método y se encuentra sujeta a gran incertidumbre si la data no posee la veracidad correcta.
Es indispensable conocer la disposición geometrica de la trampa ya que en ella estará la roca yacimiento capaz de contener los hidrocarburos en sus poros, es necesario conocer en pocas palabras la forma que adopta la arena contenedora para así tener idea del volumen bruto en estudio.

Las trampas son sitios del subsuelo donde existen condiciones adecuadas para que se acumulen los hidrocarburos, éstas se caracterizan por la presencia de rocas porosas y permeables conocidas como rocas reservorios o yacimiento, donde se acumulan o almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de rocas impermeables o rocas sello que impiden su migración. Existen distintos tipos de trampas, y el tipo de éstas principalmente se dividen es estratigráficas y estructurales. El suceso geológico que generó la trampa marcará el indicio de la geometria de la misma.

La geometría de la trampa, se puede determinar en primera instancia a través de la sísmica, y luego a través de la perforación de pozos, se podrá dar indicios de la forma del tope y de la base de la arena, y por medio de correlaciones estratigráficas afianzar la data obtenida en primera instancia. Generalmente las trampas se deben a pliegues ( anticlinales, sinclinales, etc) , fallas, acuñamientos, etc; siendo éste parámetro de vital importancia para el estudio del volumen de roca contenedora.

Sísmica 3D.

Conocido la geometría de la trampa, se podrá proceder al estudio de los límites del yacimiento y las áreas que encierran dicho yacimiento , las áreas estarán marcadas por el área que encierra cada traza o plano horizontal que se marcará a distintas profundidades del yacimiento y la data será suministrada por pozos perforados en la región y posterior desarrollo de mapas estructurales e isópacos del yacimiento.

2.- Extensión areal, mapas isopacos y estructurales :
Una vez perforado un conjunto de pozos exploratorios y haber obtenido y analizado la data, se procede a evaluar la extension areal del yacimiento en estudio, con el fin de poder indagar acerca del contenido de hidrocarburos. La extensión areal está definida como la superficie que alcanza o abarca una acumulación de hidrocarburos, ésta extensión se representa de manera horizontal ó por planos horizontales, ya que si tomamos en cuenta algún tipo de pliegue la superficie que abarca sería un poco mayor hecho que nos arrojaría errores significativos al momento de efectuar cálculos de volumenes.

La tecnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente en plasmar la información obtenida por medio de pozos en mapas, con la información se construirá un mapa isopaco, que consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Los mapas isopacos son de gran ayuda para el cálculo de volumen de roca a través del método gráfico, el cual sera tratado en temas posteriores. Una vez plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado: planimetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena contenedora.

Es de importancia tener presente los límites del yacimiento y la presencia de fallas, que modificarán el área encerrada por las curvas estructurales. La extensión del yacimiento, se determinará por algunas caracteristicas tales como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.
Mapa isópaco.

El otro tipo de mapa que se realiza es el estructural, el cual se trata de lineas unidas por puntos de igual profundidad, y nos dan indicios de la forma de la estructura del yacimiento.
Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos.

Mapa estructural.

Otra herramienta de vital importancia para la caracterización de yacimientos, es la petrofísica, la cual por medio de registros electricos nos suministra los datos que nos explican las condiciones del yacimiento en estudio. Para el cálculo volumetrico, los perfiles electricos nos arrojan datos como los espesores de las arenas contenedoras, y por medio de correlaciones observar como varian éstos espesores a lo largo del yacimiento por los pozos perforados y donde se halla corrido un registro. El registro que nos da indicios de primera mano de cómo varian los espesores ó el espesor de una arena perforada, es el Gamma Ray, éste responde a la radioactividad natural de la formación en estudio, y por medio de una éscala graduada del pérfil ver la variación del comportamiento de la curva con la profundidad. Las unidades del gamma ray, son unidades API, y en general altos valores de Gamma Ray se asocia a alto contenido de arcilla, es decir, lutitas y bajos valores se asocia a arenisca. Una vez perforado un pozo, y se halla comprobado que una arena esta saturada con hidrocarburos por medio de otros perfiles u otras pruebas, se puede acudir a la curva de Gamma Ray y ver el espesor de la arena saturada, está es una de sus funciones en palabras generales.


Registro tipo.

3.- Cálculo del volumen de roca
Conocidos los parámetros de importancia para calcular volumenes, se procederá a calcular éstos por medio de distintos métodos, los cuales serán de alguna manera la base para la aplicación del método volumetrico.

Una vez estudiado, el área del yacimiento y la variación de los espesores de la arena contenedora, se pueden aplicar dos métodos básicos para calcular el volumenn, estos métodos son:
- Método tabular.
- Método gráfico.

3.1 Método tabular
Consiste en tomar el volumen de la roca contenedora y asociarlo al volumen de un cuerpo irregular tridimensional, al cual por medio de herramientas matemáticas, se le podría calcular el volumen que posee y dicho volumen será un aproximado al volumen de roca que se esta estudiando.
Los cuerpos geometricos con los cuales se asocian los volumenes son: el trapezoide y una piramide truncada, dependiendo de el cuerpo geometrico se desarrollara y aplicará un método, los cuales son el trapezoidal y piramidal respectivamente.

3.1.1 Método trapezoidal
Consiste en dividir el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde al volumen de un trapezoide, éste volumen en pocas palabras, es un promedio de dos áreas multiplicado por una altura.
Las áreas, son las calculadas para cada curva estructural y la altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a distinta profundidad o simplemente la diferencia de profundidades.
La formula matemática a usar para éste método es:

Ecuación (1).

Donde :
A1= Área de la cara inferior.
A2= Área de la cara superior.
h= Espesor o altura entre las dos capas.

Prisma trapezoidal.


Corte transversal de yacimiento tipo.

3.1.2 Método piramidal
Éste método consiste en asociar el volumen de una piramide truncada con el volumen de la estructura del yacimiento.
La formula matemática a ser aplicada será:
Ecuación (2).

Donde:
A0= Área de la cara superior.
A1= Área de la cara inferior.
h = Espesor o diferencia de profundidades.


Disposición de capas de un anticlinal.
Se debe tener en cuenta que mientras mas divisiones posea la estructura, será menos el error que se genera por la aproximación a los cuerpos geometricos.


3.2 Método gráfico
Éste método consiste en construir un gráfico de espesor versus área, y por cálculos matemáticos, determinar el área bajo la curva lo que nos arrojará el volumen de roca de la estructura en estudio. Es necesario tener un mapa isópaco trazado y uno estructural para poder hallar un perfil representativo de la estructura y construir el gráfico en cuestión con el que se determinará el volumen de roca. Se debe hallar un corte representativo del mapa isópaco y obtener el área que encierra cada curva y con ésta data construir el gráfico respectivo.

Gráfico espesor Vs. Área .


Bibliografía:
- J. S Archer & C.G Wall, Petroleum Engineering: principles and practice, 1a. ed. (London: British Library Cataloguing, 1986), p. 122.
- Navarrete Edison, “ Apuntes de Geología General”, 1ª. ed. (Colombia: FICT-ESPOL, 2005), p.104.

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Intersección hoyo pozo FUL-13 ST
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El pozo FUL-13 ST está ubicado al norte del estado Monagas, específicamente en el área noreste del Campo el Furrial.

Objetivo
Interceptar el hoyo original del Sidetrack II, por debajo de la zapata del liner de 7 5/8” dejado durante la pega de tubería, a fin de recuperar 4.646’ de hoyo abierto.
Perforar y completar el pozo en forma sencilla con tubería de 4 1/2” como productor en las arenas del yacimiento Naricual Superior, área Noreste del Campo el Furrial, con la finalidad de drenar 13 MMBLS de petróleo de 26° API con un potencial inicial de 2700 BPD, en un horizonte productivo de 20 años (generación comprometida por RA/RC: 1.0 mbd).

Para poder lograr el objetivo planteado primero se procedió a perforar hoyo de 8 3/8” en la formación Carapita desde 6.921’ hasta 14.500´, ejecutándose el programa de registros previstos, se bajó el liner de 7 5/8” hasta la profundidad de 9.704’ donde se detectó tubería pegada. Se realizó corte hidráulico del liner 7 5/8”, dejando en el hoyo un pez de 2.204’. Tope 7.500’, base 9.704’ y por último se colocó un tapón de cemento para realizar desvío @ 7200’.

Ejecución del plan de intersección N° 01
_ Salida a 7.200’ por de bajo y a la derecha del hoyo original con 10.09° de inclinación y 239.08° de azimut.
_ Separaciones centro a centro mínima, en la base del pez, de 2 pies.
_ Valores máximos de 29.68° de inclinación y 243.71° de azimut @ 8.730’
_ Interceptar hoyo a la profundidad de 9858’ MD con inclinación de 27.06° y azimut de 208.41°
_ Se observó colisión @ 9.095’.
_ Se colocó tapón de cemento para desvío @ 8.490’.

Ejecución del plan de intersección N° 02
_ Salida a 8.503’ por de bajo y a la derecha del hoyo original con 27.48° de inclinación y 211.62° de azimut.
_ Separaciones centro a centro mínima, en la base del pez, de 12 pies.
_ Valores máximos de 30.52° de inclinación y 205.07° de azimut @ 9708’.
_ Se interceptó hoyo a la profundidad de 9.934’ MD con inclinación de 27.89° y azimut de 206.63°
_ Se acondicionó hoyo de 8 3/8” desde 9.934’ hasta 14.500’

Conclusiones
_ Se ejecutó exitosamente el plan de intersección del hoyo del Sidetrack II.
_ Se recuperó 4.566’ de hoyo de la fase de 8 3/8” manteniendo la trayectoria del pozo dentro del objetivo geológico, lo cual representó un ahorro de 12,2 días con un monto asociado de aproximadamente 640 MMBS.

_ Se logró interceptar un hoyo abierto a la profundidad de 9.934’, desviando la trayectoria de un pez de revestidor de 7 5/8” de 2.204’ de longitud, con el uso de una sarta direccional convencional, lo que brinda un mayor valor agregado al cumplimiento del objetivo.
_ La intersección de un hoyo previamente perforado puede realizarse efectivamente, garantizando una separación mínima de 12 pies en los puntos no objetivo. A partir de esta distancia, el hoyo original puede aplicar una fuerza de atracción que conduce la perforación hacia su eje.
_ Los parámetros de perforación presión, torque, peso, ROP y el análisis de las muestras de canal fueron indicativos de que a partir del punto de intersección, el pozo se mantuvo dentro de la trayectoria del Sidetrack II.

Recomendaciones
_ Considerar el factor de incertidumbre de las herramientas de perforación direccional, al momento de establecer un plan de perforación con alto riesgo de colisión.
_ Considerar las características mecánicas de la roca previamente perforada y la invasión del lodo de perforación al momento de establecer la distancia mínima de separación respecto al hoyo original.
_ Considerar en la planificación de pozos candidatos a Sidetrack, el desplazamiento horizontal, a fin de garantizar el uso de liner de 7 5/8”.
_ Para la construcción de los pozos reentrada, se recomienda perforar con taladros equipados de Top Drive.




Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por Luis Pérez y José Alvarado.

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Compactación y subsidencia
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El agotamiento de la presión producto de la extracción de fluidos de un yacimiento productivo puede conducir a la compactación del mismo, además del movimiento de los estratos de sobrecarga y por ende a la subsidencia de la superficie.

La subsidencia es el hundimiento progresivo de la superficie con respecto a un nivel de referencia estable, producido por causas naturales como la actividad tectónica, fallas activas y expulsión de fluidos en estratos subyacentes. Se puede incrementar la tasa de subsidencia con la extracción de fluidos como agua e hidrocarburos.

La compactación es la reducción del volumen en un yacimiento resultado del agotamiento de la presión y la producción de fluidos. Si el material posee una alta porosidad, inmediatamente Lugo de su sedimentación podría comportarse más como un medio líquido con partículas sólidas en suspensión en lugar de un sólido contenedor de líquido. Siempre que estos fluidos tengan una trayectoria, fracciones del líquido serán expulsadas a medida que la depositación de capas suprayacentemente aumenten el peso que debe ser soportado por el material original y también conlleva una reducción de la porosidad.

Junto con el aumento de la profundidad también aumenta la presión del fluido, pero si entre los estratos existe una capa impermeable que no permite la comunicación del fluido y éste no puede escapar lateralmente, entonces se producen sobrepresiones anormales mayores a lo que produciría el efecto hidrostático. Este efecto se encuentra también en los casos en que los procesos de sedimentación superan en velocidad a la expulsión del fluido excedente.

La presión hidrostática del fluido (azul) y el esferzo ejercido por los estratos (amarillo) aumenta con la profundidad. Pero en caso de existir un estrato impermeable (capa roja) y cuando el fluido no puede escapar lateralmente origina presiones anormales superiores al efecto hidrostático.


El principio del esfuerzo efectivo establece que cuando existe un fluido presurizado dentro de un material sólido, ambos soportan los esfuerzos que sobre ellos se ejerce. Por lo tanto cuando es producido el fluido el peso de los estratos suprayacentes no disminuye pero sí la presión de poros, incrementando el esfuerzo vertical que soporta la matriz sólida.

Es la compresibilidad la propiedad de la roca que relaciona los cambios de volumen con las variaciones en el esfuerzo aplicado sobre la matriz. Al considerarse incompresibles los granos, el cambio del volumen aparente de un cuerpo poroso es resultado cambio del volumen del espacio poroso. El valor de la compresibilidad depende de la composición mineralógica de la roca y la historia de sedimentación, así como de la composición del fluido intersticial, y el material cementante que se adhiere a los grano incrementa su rigidez.

Vemos que el esfuerzo predominante d subsidencia es vertical, pero también se originan esfuerzos horizontales, los cuales suelen ser nulos en el centro y los bordes, incrementándose hacia la región intermedia. Estos movimientos pueden tener efectos devastadores en las estructuras de superficie, sobretodo si la rigidez de la roca no permite la deformación en subsuelo.

Determinación de la compactación y subsidencia

Para monitorear estos fenómenos se utilizan distintos métodos y depende de la ubicación, si se trata de locaciones terrestres o marinas. Para casos de tierra firme, se pueden utilizar los puntos acotados como una herramienta que compara para puntos específicos en la zona la cota como una señal georeferenciada con respecto a otros puntos fijos fuera de la zona y se observa como varía la cota con el tiempo. Otra forma más exacta para determinar la diferencia de cota entre dos puntos es utilizando el principio de vasos comunicantes, conectando las localizaciones con un tubo lleno de líquido. En el nivel hidrostático será el mismo en los dos extremos del tubo, permitiendo medir cambios en la cota relativa. Sin embargo, para locaciones ampliamente distanciadas estas instalaciones pueden ser descartadas por el costo que implican. Otras herramientas de medición son los teodolitos, lásers cuidadosamente nivelados y los inclinómetros, dispositivos sensibles al cambio de ángulo en la superficie. Otro método que está siendo evaluado es la utilización de satélites que son sensibles a la topografía. Una de las técnicas más precisas implica el uso de los sistemas de posicionamiento global (GPS) y pueden ser utilizados tanto en locaciones terrestres como marinos. En condiciones ideales las técnicas GPS detectan cambios de cota de hasta 2 mm. En las áreas marinas el monitoreo se realiza desde las plataformas.

Impacto de la compactación

La compactación y subsidencia ocasiona daños a las instalaciones superficiales y a los pozos, pero no puede ignorarse el efecto positivo que tiene sobre la producción, ya que en algunos casos, el empuje de la roca puede superar al empuje por expansión de los fluidos.

La permeabilidad de la formación puede incrementarse debido a la generación de fracturas, o disminuir si las fracturas abiertas se cierran todo debido a los esfuerzos que actúan sobre el sistema. Por lo general, la permeabilidad tiende a reducirse a medida que el volumen poroso colapsa.

El colapso de la tubería de revestimiento resulta un problema frecuente en los campos que poseen alto grado de compactación, al aumentar o disminuir la dimensión axial de los revestidotes excediendo su resistencia mecánica y colapsando los dispositivos.

Las operaciones de contingencia en superficie pueden resultar costosas. Por ejemplo, al aumentar el fenómeno de depresión de la superficie en la cuenca del Lago de Maracaibo se tuvo que construir y ampliar repetidas veces los sistemas de diques.


Referencia: Oilfield Review, Autumn 2006. Compaction and subsidence.

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Transferencia eficiente del peso a la mecha de perforación en las secciones horizontales de los pozos productores en el área de Petrocedeño
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Los yacimientos a estudiar corresponden a ambientes de deposición fluvial/deltáico, de matriz formada por granos gruesos con alta permeabilidad, teniendo espesores de arena promedio de 40 pies. y poca compactación de los granos de las arenas petrolíferas. Presentan crudo extrapesado de alta viscosidad. La profundidad de los yacimientos es poca: desde 1.400 pies TVD hasta 2.000 pies TVD con algunas arenas encontradas inclusive a 1.100 pies TVD

Con la finalidad de estudiar las optimizaciones posibles, se utilizó un pozo prototipo con el que se simularon los diferentes escenarios, con las siguientes características:
• Pozo de 3 secciones: superficial revestida de 13 3/8”, intermedia revestida de 9 5/8”, horizontal encamisada de 7”
• Profundidad vertical (TVD): 1600 pies
• Longitud total: 7000 pies
• DLS de 5,38°/100 pies hasta los 70°
• Tangente de 100 pies a los 70°
• DLS de 4°/100 pies hasta los 90°
• Tangente de 200 pies a 90°



Optimización en base a 4 puntos focales
La optimización de la transferencia de peso a la mecha de perforación en el área de Petrocedeño se ha hecho en base a estos 4 puntos focales:
1. Aplicando la técnica de rotación alternada de la sarta de perforación mientras se desliza
La tecnología direccional tradicional de perforación utilizada en Petrocedeño opera en 2 modos:
• Rotación de toda la sarta desde superficie cuando se desea mantener la dirección del pozo que se está perforando (modo “rotating”)
• Rotación solamente de la mecha con el motor de fondo, sin rotación de toda la sarta (modo “sliding”)
Cuando se utiliza el segundo modo, la sarta no se mueve dentro del hoyo, teniendo un roce estático (que es mayor al roce dinámico cuando está en movimiento). Debido a esto el peso sobre la mecha disminuye.
La técnica de rotación alternada consiste en rotar la sarta solamente media vuelta en una dirección, luego rotarla media vuelta en la dirección opuesta. Gracias a la flexibilidad de la tubería, solamente rota una sección de la misma, disminuyéndose el roce. La rotación no llega a la mecha, la cual puede deslizar en la dirección deseada.



2. Modificando la sarta para hacerla más equilibrada
Tradicionalmente se había venido usando en Petrocedeño una sarta direccional organizada de la siguiente forma:
• Mecha
• Equipo direccional
• Tubería de perforación (DP)
• Tubería pesada de perforación (HWDP)
• Portamechas (Drill collars)
Un largo tramo de tubería de perforación (DP) proporcionaba buen peso al principio de la perforación y bajo roce cuando la tubería estaba horizontal. Sin embargo ocurría un efecto negativo debido a la flexibilidad: el pandeo (o buckling), que hacía que la tubería se pegara a los lados del pozo aumentando el roce. Esto no ocurría con la tubería pesada de perforación (HWDP) porque era menos flexible.
Fue así que el equipo de Perforación Direccional y el equipo de
Ingeniería de perforación probaron una sección de tubería híbrida.
Constaba de ciclos de 5 tubos de DP y un solo tubo de HWDP. Esta configuración continuaba siendo liviana (y de bajo roce), pero el tubo de HWDP intercalado minimizaba el pandeo.
La sarta de perforación que actualmente utiliza Petrocedeño se compone así:
• Mecha
• Equipo direccional
• Tubería de perforación (DP)
• Tubería Híbrida (5 DP + 1 HWDP)
• Tubería pesada de perforación (HWDP)
• Portamechas (Drill collars)


3. Monitoreando la correcta limpieza del hoyo
La limpieza del hoyo es un factor que puede modificar drásticamente la transferencia eficiente de peso a la sarta de perforación.
El problema con un hoyo con demasiados ripios radica en que estos se van depositando casos que el peso disponible disminuya drásticamente.
Las siguientes acciones aseguran una correcta limpieza del hoyo:
• Optimización del programa hidráulico
• Sistema de control de sólidos de superficie adecuado
• Chequeo constante de la ECD y de la reología del lodo
• Viajes de limpieza sólo cuando las acciones anteriores no sean suficientes



4. Planeando intercambio de sartas o “Pipe Swap” cuando es necesario
El intercambio de sartas (o pipe swap) es una técnica muy utilizada en la perforación de las secciones horizontales de los pozos del área de Petrocedeño. Se diseñan 2 o más sartas diferentes y se usan ambas según su desempeño a lo largo de la sección horizontal.

Como ejemplo se diseña la sarta #1 que puede llegar a la profundidad de 7000 pies. Se diseña la sarta #2 que tiene problemas en la parte intermedia del pozo, pero podría alcanzar 7300 pies.



Conclusiones
Hoy en día Petrocedeño cuenta con más de 500 pozos horizontales perforados sin inconvenientes. Se estima que la longitud promedio es 20% mayor a la longitud que se podría haber alcanzado sin las optimizaciones. Como se conoce la longitud máxima de cada pozo también se han podido optimizar los tiempos. Además se están instalando collares sobre rodamientos, intercalados en la sarta, que disminuyan el roce. Se modifica el lodo utilizado por uno de mayor lubricidad y las bandas de desgaste de los cuellos de las tuberías de perforación de manera que ofrezcan menor resistencia a la rotación.



Referencia
Charla dictada en el II Foro de perforación realizado en Intevep por F. Santaniello. Petrocedeño.

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17 enero 2009

Fundamentos de la mojabilidad
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El desempeño de un yacimiento se ve afectado por el hecho de que la roca sea mojable preferencialmente por agua o por petróleo, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojada por agua equivocadamente puede producir daños irreversibles en el yacimiento. Por lo tanto la correcta comprensión de esta propiedad es fundamental para la optimización de la recuperación de hidrocarburos.

La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entro los fluidos e la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales.

Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha) o con mojabilidad intermedia (centro).

Hay que tener en cuenta que la mojabilidad no es indicador del fluido que se encuentra alojado en el espacio poroso, es decir el estado de saturación de la roca; sino que determina cuál es la preferencia del sólido a ser mojado por cierto fluido cuando el fluido esté presente. Por lo tanto una superficie mojable por agua puede encontrarse en contacto con hidrocarburo gaseoso o líquido.

Las rocas yacimiento son estructuras complejas porque comprenden una variedad de minerales en su constitución y cada uno de estos minerales puede tener una mojabilidad diferente. Los constituyentes primarios de estas rocas son el cuarzo carbonato y dolomía, y son mojables por agua antes de la migración de petróleo. Para los materiales que exhiben una mojabilidad heterogénea, es decir que puede abarcar desde los extremos mojable por agua y mojable por petróleo, se utiliza el término mojabilidad ‘mixta’, siempre que se diferencie de la mojabilidad intermedia, donde el sólido no posee una preferencia marcada por un fluido respecto del otro.

Debido a que en el yacimiento fluyen varias fases es necesario conocer la mojabilidad para optimizar la productividad y el recobro. La mayoría de los yacimientos son mojables preferentemente por agua antes de la migración del hidrocarburo, y exhiben una zona de transición donde cambia de una saturación cien por ciento de agua en la base a una saturación de agua irreducible en el tope de la zona. Esta distribución de saturaciones está gobernada por la diferencia de presión denominada presión capilar, basada en la flotabilidad entre las fases de petróleo y agua. En un yacimiento mojable por petróleo la invasión de hidrocarburo tiene mayor facilidad por lo que la saturación de petróleo es máxima hacia la base.


Las capas de las formaciones pueden exhibir distintas mojablidades a causa de las diferencias litológicas. Esta heterogeneidad afecta la recuperación, pues se obtiene menor volumen de petróleo a partir de capas mojables por petróleo, debido a que el petróleo se adhiere a las superficies. También afecta los valores de las permeabilidades relativas al petróleo y al agua porque varían según la mojabilidad de la formación.

La mojabilidad afecta el desempeño de los proyectos de inyección de agua, lo que también puede implicar una inversión inicial significativa. la irrupción de agua tiene lugar en las etapas tardías de un proceso de inyección de agua, y se produce más petróleo antes de que irrumpa el agua en un yacimiento mojable por agua que en un yacimiento mojable por petróleo. Incluso en un yacimiento de gas, la mojabilidad o su alteración pueden afectar la recuperación porque la obturación de los poros en las vecindades del pozo producto de la formación de condensado disminuye la productividad de gas. Por esto algunos métodos de recuperación utilizan productores químicos para modificar la mojabilidad en las vecindades del pozo para producir el petróleo y eliminar la obstrucción.

Los métodos de perfilaje de pozos también depende de la mojabilidad. Por ejemplo, los que estudian la resistividad utilizan un trayecto eléctrico continuo a través de las rocas. En una formación mojada por petróleo el agua podría no encontrarse en fase continua. La ecuación de Archie, que relaciona saturación de agua con resistividad posee un exponente de saturación n aproximadamente igual a 2 para formaciones mojables por agua y un exponente n mayor que 2 en formaciones mojables por petróleo. No considerar la mojabilidad de la formación estudiada causará una evaluación incorrecta de la saturación a partir de las resistividades.

Se muestra que la mojabilidad afecta tanto el recobro, saturaciones e incluso el Studio de los yacimientos a través de algunos métodos de perfilaje. También es necesario conocer cuáles son los parámetros que afectan a una variación de la mojabilidad. Los constituyentes y las condiciones de temperatura y presión de las fases, así como la historia de saturación del yacimiento son vitales. La composición del petróleo es clave para que un yacimiento mojable por agua cambie su condición de mojabilidad, ya que cualquier componente hidrófilo e hidrofóbico que la afecte se encontrará en el crudo.

A medida que se explota un yacimiento, la declinación de la presión o la temperatura puede afectar la composición del crudo provocando la condensación y depositación de asfaltenos, formación de parafina, condensación de gas, formación de casquete de gas, todos procesos que afectan la distribución de la mojabilidad en el yacimiento.

Mojabilidad por agua

Si el agua es la fase con preferencia para mojar se alojará en los espacio porosos más pequeños que no pueden ser invadidos por el petróleo, colocando el petróleo en los poros más grandes. Durante la explotación ambas fases son continuas, aunque hacia el tope de la zona de transición, donde la saturación de agua es muy baja o igual a la irreducible, la permeabilidad relativa al agua Krw puede ser nula y la permeabilidad relativa al petróleo Kro elevada pero en disminución de acuerdo a la saturación de petróleo decreciente.

Debido a que durante la producción el agua ocupa cada vez gargantas de poros anteriormente ocupadas con petróleo es posible que un grupo de poros que contenía petróleo quede desvinculado, atrampando volúmenes de petróleo y anulando su movilidad si la presión de drenaje no supera la presión capilar de entrada a la garganta.

Mojabilidad mixta

Actualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos tienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia una formación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto. Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, pero sin entrar en contacto con el agua connota, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido por la mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo Kro disminuye rápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos de mojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburo se consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.

Mojabilidad por petróleo

El caso extremo de una formación completamente mojable por petróleo es prácticamente improbable a menos que la formación sea su propia roca generadora. Allí el kerógeno y el proceso de maduración del petróleo pueden producir superficies de contacto del poro con mojabilidad preferente por petróleo.

Histéresis

El fenómeno de histéresis en las curvas de permeabilidad relativa y presión capilar en función de la saturación consiste en la variación de dicha curva para los procesos de imbibición y drenaje. Esto refleja la diferencia de los ángulos de contacto con la superficie que corresponden tanto al avance y al retroceso del agua, así como al ocupamiento de los espacios porosos de distinto tamaño por petróleo y agua en la historia de saturación.

La mojabilidad se determina a menudo a partir del estudio de otras propiedades. Los materiales fuertemente mojables por agua y fuertemente mojables por petróleo poseen curvas características de permeabilidad relativa en función de la saturacion, pero los estados de mojabilidad intermedia y mixta son casos más complejos. El carácter de la mojabilidad varia con el tamaño de los poros, pero la microporosidad suele permanecer mojable por agua, por lo tanto el estudio de la microporosidad y la fracción que representa resulta determinante en formaciones con distribución compleja de la mojabilidad.

Referencias: Oilfield Review, Summer 2007. Fundamentals of wettability.

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Sísmica 4D
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Los métodos sísmicos son un tipo de método geofísico para la exploración y producción de hidrocarburos, que consiste en generar ondas sísmicas usando explosivos, vibradores u otros equipos, produciendo artificialmente un pequeño terremoto y detectando los tiempos de llegada de las ondas producidas a los geófonos en superficie, una vez reflejadas o refractadas en las distintas formaciones geológicas, se puede obtener una imagen muy aproximada de las discontinuidades sísmicas con los tiempos de llegada y las velocidades de propagación. De esta manera se obtiene información adicional para evaluar las reservas con mayor certeza y producir hidrocarburos de forma más efectiva, hablando en términos monetarios.



Los ingenieros utilizan, además de la sísmica, otras herramientas como análisis de registros y/o núcleos para la caracterización de yacimientos. Hoy día, se utiliza la sísmica pero aplicando la técnica de lapsos de tiempo con el objetivo de detectar las variaciones en la presión y en la saturación para una mejor ubicación de los pozos, prolongar la vida productiva del campo y examinar las propiedades dinámicas de los yacimientos, esto es lo que se conoce como Sísmica 4D. Schlumberger, con esta herramienta, también ha desarrollado un método para construir mapa de fallas y subsidencia, que como sabemos, las fallas determinan el comportamiento del yacimiento, además de la influencia en el flujo del agua inyectada y así, evitar peligros cuando se perforan pozos.

Con la sísmica 4D se pueden definir las características del flujo de fluidos del yacimiento. En la siguiente imagen se ingresaron datos de zonas con inyección de agua en el simulador de líneas de flujo FrontSim para identificar de manera más fácil la conectividad entre los pozos inyectores y productores, y consecuentemente la permeabilidad. Esto funciona como si se tomaran imágenes instantáneas en momentos diferentes durante la producción del yacimiento y así se sabe donde se producen los cambios en el mismo.

Las líneas de flujo son los conductos por los que migran los fluidos (poros interconectados). En la imagen anterior los valores altos de saturación de petróleo están representados por el color rojo y los valores altos de saturación de agua por el color azul. Los pozos inyectores son los puntos rojos, cuyos fluidos migran hacia la zona de agua.

Un ejemplo de la aplicación de la sísmica 4D, es el Mar del Norte específicamente en el Campo Gullfaks elaborando mapas cuantitativos de saturación a partir de esta herramienta, cuya formación está constituida por areniscas de porosidad entre 30 y 35% y permeabilidad de varios Darcies (un yacimiento de alta calidad), en el que la distribución de fluidos es bastante compleja; razón por la cual se efectuaron tres estudios sísmicos. Se construyó un modelo terrestre 4D para entender el movimiento de los fluidos, en él se apreciaba la porosidad, volumen de arcilla, presión de poro y saturación de petróleo. Así se identificaron reservas de hidrocarburos no explotadas, y se perforaron exitosamente cinco pozos productores.
En conclusión, la sísmica 4D es muy importante ya que se pueden encontrar acumulaciones de hidrocarburos desapercibidas por otros métodos y explotar reservas remanentes eficientemente. A medida que pasa el tiempo, las exigencias serán mucho mayores tanto para encontrar nuevas zonas prospectivas como para explotarlas.
Referencia: Oilfield Review Schlumberger.

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Bombas Electrosumergibles en Pozos Inteligentes
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A grosso modo, los métodos de levantamiento artificial son aquellos utilizados para llevar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador. Entre estos métodos se encuentra Bombeo Electro Sumergible, que utiliza una bomba centrífuga para transportar los fluidos hasta la estación de flujo. Este método, a pesar de ser muy efectivo para producir crudos livianos y pesados, es uno de las técnicas que necesita mayor supervisión, análisis y control, de manera que el funcionamiento del sistema sea óptimo.
Por otra parte, el avance de la tecnología ha permitido unir estos métodos de levantamiento convencionales con los pozos inteligentes para aumentar la producción de los activos en procesos de maduración, mediante el control en tiempo real de la bomba electro sumergible, dejando a un lado la exclusividad para pozos complejos y de alto costo.


En un principio, estas bombas eran controladas desde superficie; ahora no, con el uso de pozos inteligentes se pueden evitar fallas o carga insuficiente en las bombas e incrementar el volumen de producción. Esto es realmente asombroso porque se establece una especie de comunicación superficie-fondo y viceversa a grandes distancias. Con esta tecnología no es necesario correr registros para identificar fluidos indeseables, como agua o gas, sólo se usan los mismos dispositivos permanentes que miden la presión y la temperatura en el fondo del pozo, monitoreando la zona en estudio y de esta forma saber cuando abrir y cuando cerrar el pozo. Además de controlarse la producción de más petróleo y menos agua con aparatos de control de flujo, se ha comprobado que esta fusión (BES con la tecnología inteligente) es muy efectiva en zonas propensas a la producción de agua.


Básicamente, el monitoreo y control remoto consiste en captar en tiempo real los datos acerca del desempeño de las bombas electrosumergibles y la potencia del fondo y superficie. Después, estos datos son analizados en un centro por especialista para poner en funcionamiento, detener y vigilar la velocidad a la cual trabaja la bomba. Igualmente, dichos valores son comparados con los límites de la bomba, pozo, motor y yacimiento; en base a alarmas previamente establecidas. Aunque nos sorprenda, tales alarmas o datos pueden ser enviados a correos electrónicos, aparatos de radio-búsqueda y hasta teléfonos celulares, razón por la cual los pozos pueden ser puestos en funcionamiento rápidamente de manera remota. En términos de costos, estas operaciones podrán evitar pérdidas cuantiosas.


En la imagen se observan las válvulas de control de flujo que con esta nueva tecnología se pueden cerrar antes de extraer la bomba; estas válvulas son accionadas eléctricamente y se pueden recuperar con la tubería de producción, evitando que los fluidos de producción penetren a formación.

Además, un elemento clave es el índice de productividad de una zona, valor que cambia constantemente o si es erróneo puede ser el resultado del uso de una bomba no adecuada ya que las mismas poseen límites en las tasas de flujo que pueden manejar. Por lo tanto, esto puede causar el daño de la bomba electrosumergible por exceso o poca tasa de fluido. Ahora, eso no es ningún problema, porque con las válvulas inteligentes de control de flujo (que son de ajuste variable) el operador puede aumentar o disminuir el flujo hacia el pozo, en consecuencia controlar la caída de presión.

Con la combinación de pozos inteligentes y la bombas electrosumergibles se mejora el manejo del yacimiento viéndolo desde el punto de vista de la reducción de producción de agua, determinando el origen del acuífero para luego minibar dicha producción.

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16 enero 2009

Prueba de restauración de presión Build up
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La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este analisis es determinar la presión estática del yacimento sin necesidad de esperar semanas ó meses para que la presión del yacimiento se estabilice.

Esta prueba además nos permite conocer algunos parámetros tales como:
- Permeabilidad efectiva del yacimiento
- Efectos de daño alrededor del pozo
- Presencia de fallas
- Algunas interferencias de la producción del pozo.
- Límites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por agua ó donde el acuifero no es de gran tamaño comparado con el tamaño del yacimiento.

Para la ejecución de la prueba se asumen algunas caracteristicas entre las cuales podemos encontrar:
1.- Yacimiento:
- homogéneo
- Isotrópico
- Horizontal ó de espesor uniforme

2.- Fluido:
- Se encuentra en una fase simple
- Poco compresible
- Viscosidad constante
- Factor volumetrico de formación constante

3.- Flujo:
- Flujo laminar
- No hay efecto de la gravedad

Para efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. Posteriormente se cierra el pozo, generalmente este proceso se efectua en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a registrar los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio con la presión estática del yacimiento.

Tomando la data de los cambios de presión a través del tiempo de cierre, es posible estimar aplicando principios matemáticos de superposición los parámetros anteriormente enunciados.


La tabla anexa muestra como debe ser el comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y despues del cierre del pozo, durante una prueba build up:


La siguiente tabla muestra como será el cambio de presión de fondo fluyente del pozo con respecto al tiempo:


La ecuación que nos permite el cálculo de la presión durante la prueba de presión Build up es:


Ecuación (1)

Es importante destacar que B, es el FVF del petróleo para un yacimiento de petróleo, miu la viscosidad del fluido, K la permeabilidad y h el espesor de la arena que drena al pozo.
El parámetro Tp corresponde a:

Ecuación (2)


La ecuación de Pws (1) , puede ser graficada en función de [(t+Δt)/Δt] y así se obtendrá una recta conocida como la gráfica de Horner, que nos aportará la información necesaria para el cálculo de la presión estática del yacimiento



Donde si efectuamos una extrapolación del valor: [(t+Δt)/Δt]=1, obtendremos el valor de la presión para un tiempo de cierre infinito la cual se aproximará al valor de la presión estática del yacimiento, o matemáticamente según la ecuación de de Pws, quedará que el valor de la presión de fondo fluyente es igual a la presión estática del yacimiento.

Un modelo de los datos obtenidos por medio de la data del Build Up se representa en la siguiente tabla:




Similares ecuaciones existen para el cálculo de los otros parámetros que se pueden determinar por medio de ésta prueba, entre lo que se encuentra el factor Skin el cual me da indicios de las condiciones de la formación, si se encuentra dañada ó se encuentra estimulada.
la ecuación siguiente me permite conocer el factor Skin:
Ecuación (3)
Donde la P1 hr, se obtiene del gráfico de Horner y Ct es la compresibilidad de la formación.

los valores de S, se pueden tabular y obtener la siguiente información:
- Condición ideal, S=0
- Daño en la formación, S mayor que 0
- Esimulación de la formación, S menor que 0


Bibliografía:
- Ahmed Tarek, Reservoir Engineering Handbook, 2a.ed. (Boston: Gulf Professional Publishing, 2001), p. 456.

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